ITR - Informações Trimestrais - 31/03/ CIA ENERG CEARA - COELCE Versão : 1. Composição do Capital 1. Proventos em Dinheiro 2

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1 Índice Dados da Empresa Composição do Capital 1 Proventos em Dinheiro 2 DFs Individuais Balanço Patrimonial Ativo 3 Balanço Patrimonial Passivo 5 Demonstração do Resultado 7 Demonstração do Resultado Abrangente 8 Demonstração do Fluxo de Caixa 9 Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido DMPL - 01/01/2015 à 31/03/ DMPL - 01/01/2014 à 31/03/ Demonstração do Valor Adicionado 12 Comentário do Desempenho Pareceres e Declarações Relatório da Revisão Especial - Sem Ressalva 64

2 Dados da Empresa / Composição do Capital Número de Ações (Unidades) Trimestre Atual 31/03/2015 Do Capital Integralizado Ordinárias Preferenciais Total Em Tesouraria Ordinárias 0 Preferenciais 0 Total 0 PÁGINA: 1 de 64

3 Dados da Empresa / Proventos em Dinheiro Evento Aprovação Provento Início Pagamento Espécie de Ação Classe de Ação Provento por Ação (Reais / Ação) Assembléia Geral Ordinária 27/04/2015 Dividendo 31/12/2015 Preferencial Preferencial Classe A 0,53702 Assembléia Geral Ordinária 27/04/2015 Dividendo 31/12/2015 Preferencial Preferencial Classe B 0,53702 Assembléia Geral Ordinária 27/04/2015 Dividendo 31/12/2015 Ordinária 0,53702 PÁGINA: 2 de 64

4 DFs Individuais / Balanço Patrimonial Ativo (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 31/03/2015 Exercício Anterior 31/12/ Ativo Total Ativo Circulante Caixa e Equivalentes de Caixa Aplicações Financeiras Aplicações Financeiras Avaliadas a Valor Justo Títulos e Valores Mobiliários Contas a Receber Clientes Consumidores, Concessionários e Permissionárias Provisão para créditos de liquidação duvidosa Partes relacionadas Consumidores Baixa Renda Outras Contas a Receber Serviços em Curso Cauções e Depósitos Aporte CCRBT Outros Créditos Benefício fiscal - ágio incorporado Subvenção CDE - desconto tarifário Valores a Receber de Parcela A e Outros Itens Financeiros Instrumentos financeiros derivativos - Swap Tributos a Recuperar Tributos Correntes a Recuperar Tributos a Compensar Ativo Não Circulante Ativo Realizável a Longo Prazo Contas a Receber Clientes Outras Contas a Receber Tributos Diferidos Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos Despesas Antecipadas Outros Ativos Não Circulantes Depósitos vinculados a Litigio Cauções e depósitos Beneficio fiscal - ágio incorporado Ativo indenizavel (concessao) Tributos a compensar Valores a receber de parcela A e outros itens financeiros Instrumentos financeiros derivativos - Swap Imobilizado Imobilizado em Operação Imobilizado em Andamento Intangível Intangíveis Contrato de Concessão PÁGINA: 3 de 64

5 DFs Individuais / Balanço Patrimonial Ativo (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 31/03/2015 Exercício Anterior 31/12/ Softwares PÁGINA: 4 de 64

6 DFs Individuais / Balanço Patrimonial Passivo (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 31/03/2015 Exercício Anterior 31/12/ Passivo Total Passivo Circulante Obrigações Sociais e Trabalhistas Obrigações Trabalhistas Fornecedores Fornecedores Nacionais Fornecedores Nacionais Partes Relacionadas Obrigações Fiscais Obrigações Fiscais Federais Obrigações Fiscais Estaduais Obrigações Fiscais Municipais Empréstimos e Financiamentos Empréstimos e Financiamentos Em Moeda Nacional Em Moeda Estrangeira Debêntures Debentures Outras Obrigações Outros Dividendos e JCP a Pagar Programas de Pesq, Desenv e Eficiência Energ Obrigações com Benefícios Pós-Emprego Outras Obrigações Provisões Outras Provisões Provisões Luz para Todos Passivo Não Circulante Empréstimos e Financiamentos Empréstimos e Financiamentos Em Moeda Nacional Em Moeda Estrangeira Debêntures Debentures Outras Obrigações Outros Fornecedores Tributos a Pagar Obrigações com Benefícios Pós-Emprego Programas de Pesq, Desenv e de Eficiência Energ Outras Obrigações Provisões Provisões Fiscais Previdenciárias Trabalhistas e Cíveis Provisões Fiscais Provisões Previdenciárias e Trabalhistas Provisões Cíveis PÁGINA: 5 de 64

7 DFs Individuais / Balanço Patrimonial Passivo (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Trimestre Atual 31/03/2015 Exercício Anterior 31/12/ Provisões Regulatórias Patrimônio Líquido Capital Social Realizado Reservas de Capital Reserva Especial de Ágio na Incorporação Remuneração de bens e direitos constituidos com capital Incentivo fiscal - Adene Reservas de Lucros Reserva Legal Reserva de Incentivos Fiscais Reserva de reforço de capital de giro Lucros/Prejuízos Acumulados Outros Resultados Abrangentes PÁGINA: 6 de 64

8 DFs Individuais / Demonstração do Resultado (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta 3.01 Receita de Venda de Bens e/ou Serviços Custo dos Bens e/ou Serviços Vendidos Resultado Bruto Despesas/Receitas Operacionais Despesas com Vendas Despesas Gerais e Administrativas Outras Despesas Operacionais Resultado Antes do Resultado Financeiro e dos Tributos Resultado Financeiro Receitas Financeiras Despesas Financeiras Resultado Antes dos Tributos sobre o Lucro Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Corrente Diferido Resultado Líquido das Operações Continuadas Lucro/Prejuízo do Período Lucro por Ação - (Reais / Ação) Lucro Básico por Ação ON 1, , PNA 1, , PNB 1, , Lucro Diluído por Ação Acumulado do Atual Exercício 01/01/2015 à 31/03/2015 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2014 à 31/03/ ON 1, , PNA 1, , PNB 1, ,83034 PÁGINA: 7 de 64

9 DFs Individuais / Demonstração do Resultado Abrangente (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Acumulado do Atual Exercício 01/01/2015 à 31/03/2015 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2014 à 31/03/ Lucro Líquido do Período Outros Resultados Abrangentes Resultado Abrangente do Período PÁGINA: 8 de 64

10 DFs Individuais / Demonstração do Fluxo de Caixa - Método Indireto (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Amortização e depreciação Variações monetárias e juros líquidos Valor residual de ativo intangível baixado Provisões e atualizações monetárias para riscos tributários, cíveis e trabalhistas Depósitos vinculados a litígios Outros créditos Fornecedores Folha de pagamento Obrigações fiscais Obrigações com benefícios pós-emprego Programas de pesquisa, desenvolvimento e de eficiência energética Pagamento das provisões para riscos tributários, cíveis e trabalhistas Acumulado do Atual Exercício 01/01/2015 à 31/03/2015 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2014 à 31/03/ Caixa Líquido Atividades Operacionais Caixa Gerado nas Operações Lucro líquido do período Provisão para créditos de liquidação duvidosa Tributos e contribuições social diferidos Benefício fiscal ágio incorporado Obrigações com benefícios pós-emprego Provisão (reversão) para perdas em estoques Valores a receber de Parcela A e outros itens financeiros Receita de Ativo Indenizável Variações nos Ativos e Passivos Consumidores, concessionários e permissionários Valores a receber de Parcela A e outros itens financeiros Subvenção CDE - Desconto tarifário Tributos a compensar Cauções e depósitos Outros passivos Repasse CDE Aporte CCRBT Caixa Líquido Atividades de Investimento Aplicações no intangível e imobilizado Títulos e Valores Mobiliários Caixa Líquido Atividades de Financiamento Captação de empréstimos e financiamentos Pagamento de empréstimos e financiamentos Pagamentos de juros de empréstimos Parcelamento especial Aumento (Redução) de Caixa e Equivalentes Saldo Inicial de Caixa e Equivalentes Saldo Final de Caixa e Equivalentes PÁGINA: 9 de 64

11 DFs Individuais / Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido / DMPL - 01/01/2015 à 31/03/2015 (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta 5.01 Saldos Iniciais Saldos Iniciais Ajustados Resultado Abrangente Total Lucro Líquido do Período Outros Resultados Abrangentes Instrumentos financeiros derivativos - Swap Tributos diferido s/ Instrumentos financeiros derivativos - Swap Capital Social Integralizado Reservas de Capital, Opções Outorgadas e Ações em Tesouraria Reservas de Lucro Lucros ou Prejuízos Acumulados Outros Resultados Abrangentes Patrimônio Líquido Saldos Finais PÁGINA: 10 de 64

12 DFs Individuais / Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido / DMPL - 01/01/2014 à 31/03/2014 (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta 5.01 Saldos Iniciais Saldos Iniciais Ajustados Resultado Abrangente Total Lucro Líquido do Período Outros Resultados Abrangentes Instrumentos financeiros derivativos - Swap Tributos diferido s/ Instrumentos financeiros derivativos - Swap Capital Social Integralizado Reservas de Capital, Opções Outorgadas e Ações em Tesouraria Reservas de Lucro Lucros ou Prejuízos Acumulados Outros Resultados Abrangentes Patrimônio Líquido Saldos Finais PÁGINA: 11 de 64

13 DFs Individuais / Demonstração do Valor Adicionado (Reais Mil) Código da Conta Descrição da Conta Acumulado do Atual Exercício 01/01/2015 à 31/03/2015 Acumulado do Exercício Anterior 01/01/2014 à 31/03/ Receitas Vendas de Mercadorias, Produtos e Serviços Outras Receitas Provisão/reversão para perda de estoque Outras receitas Receitas refs. à Construção de Ativos Próprios Provisão/Reversão de Créds. Liquidação Duvidosa Insumos Adquiridos de Terceiros Materiais, Energia, Servs. de Terceiros e Outros Outros Custo de construção Outras despesas operacionais Valor Adicionado Bruto Retenções Depreciação, Amortização e Exaustão Valor Adicionado Líquido Produzido Vlr Adicionado Recebido em Transferência Receitas Financeiras Valor Adicionado Total a Distribuir Distribuição do Valor Adicionado Pessoal Remuneração Direta Benefícios F.G.T.S Outros Outros Encargos Sociais Previdência Complementar Participação nos Resultados Impostos, Taxas e Contribuições Federais Estaduais Municipais Remuneração de Capitais de Terceiros Juros Aluguéis Outras Outros Reserva de Incentivo Fiscal - ADENE Retenção de Lucros PÁGINA: 12 de 64

14 Comentário do Desempenho Fortaleza, 27 de abril de 2015 A Companhia Energética do Ceará - Coelce (Coelce) [BOV: COCE3 (ON); COCE5 (PNA); COCE6 (PNB)], distribuidora de energia elétrica que atende 184 municípios cearenses (8,8 milhões de habitantes), presente entre as três melhores distribuidoras de energia elétrica do Brasil desde 2009 no ranking da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE), divulga seus resultados do primeiro trimestre de 2015 (1T15). As informações financeiras e operacionais a seguir, exceto quando indicado de outra forma, são apresentadas de acordo com a legislação brasileira aplicável e vigente. COELCE REGISTRA EBITDA DE R$ 217 MILHÕES NO 1T15 Margem EBITDA alcança 20,76%, um incremento de 9,46 p.p em relação ao 1T14. 1 DESTAQUES * A Coelce encerrou o 1T15 com um total de consumidores, 3,4% superior ao mesmo período do ano anterior. O volume de energia vendida e transportada pela Coelce atingiu o montante de GWh* no 1T15, um incremento de 2,1% em relação ao volume registrado no 1T14. Os indicadores de qualidade do fornecimento DEC e FEC encerraram o 1T15 em 11,03 horas* e 5,49 vezes*, superando os indicadores verificados nos 1T14 (9,65 horas* e 5,10 vezes*, respectivamente). Os indicadores de produtividade MWh/colaborador próprio e Consumidor/colaboradores atingiram, no 1T15, os valores de 2.416* e 586*, melhorando 5,0% e 7,1%, respectivamente, em relação ao 1T14. A Receita Operacional Bruta registrada no 1T15 foi de R$ milhões*, um incremento de 54,0% em relação ao 1T14 (R$ 930 milhões*). O EBITDA, no 1T15, alcançou o montante de R$ 217 milhões*, superando o montante de R$ 75 milhões* verificado no 1T14. A Margem EBITDA da Companhia encerrou o 1T15 em 20,76%*, 9,46 p.p. superior ao 1T14. No 1T15, o Lucro Líquido totalizou R$ 132 milhões, refletindo uma Margem Líquida de 12,62%. Em março de 2015, a agência classificadora de risco de crédito corporativo Standard & Poor s reafirmou os ratings braaa/bra-1 na Escala Nacional Brasil atribuídos à Coelce. A perspectiva dos ratings é estável. DESTAQUES DO PERÍODO 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Volume de Energia - Venda e Transporte (GWh)* ,1% ,5% Receita Bruta (R$ mil) ,0% ,3% Receita Líquida (R$ mil) ,2% ,7% EBITDA (2) (R$ mil)* >100,0% ,5% Margem EBITDA (%)* 20,02% 10,63% 9,39 p.p 30,41% -10,39 p.p Margem EBITDA ex-receita de Construção* 20,76% 11,30% 9,46 p.p 32,07% -11,31 p.p EBIT (3) (R$ mil)* >100,0% ,7% Margem EBIT (%)* 16,47% 5,58% 10,89 p.p 25,09% -8,62 p.p Lucro Líquido (R$ mil) >100,0% ,3% Margem Líquida (%) 12,16% 9,16% 3,00 p.p 13,15% -0,99 p.p Margem Líquida ex-receita de Construção 12,62% 9,74% 2,88 p.p 13,87% -1,25 p.p CAPEX (R$ mil)* ,9% ,6% DEC (12 meses)* 11,03 9,65 14,3% 9,31 18,5% FEC (12 meses)* 5,49 5,10 7,6% 4,66 17,8% Índice de Arrecadação (12 meses)* 98,58% 99,80% -1,22 p.p 98,39% 0,19 p.p Perdas de Energia (12 meses)* 12,83% 12,43% 0,40 p.p 12,72% 0,11 p.p Nº de Consumidores Totais* ,4% ,7% Nº de Colaboradores (Próprios)* ,6% ,1% MWh/Colaborador Próprio* ,0% ,5% PMSO (4)/Consumidor* 36,45 31,03 17,5% 38,96-6,4% Consumidor/Colaboradores * ,1% 571 2,6% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; (2) EBITDA: EBIT + Depreciações e Amortizações, (3) EBIT: Resultado do Serviço e (4) PMSO: Pessoal, Material, Serviços e Outros * Valores não auditados pelos auditores independentes PÁGINA: 13 de 64

15 Comentário do Desempenho 2 PERFIL CORPORATIVO Área de Concessão A Companhia é responsável pela distribuição de energia elétrica em todo o Estado do Ceará, em uma área de 149 mil quilômetros quadrados, que compreende um total de 184 municípios. A base comercial da Companhia abrange aproximadamente 3,6 milhões de unidades consumidoras, e envolve uma população de mais 8,8 milhões de habitantes. DADOS GERAIS * 1T15 1T14 Var. % Área de Concessão (km2) Municípios (Qte.) Habitantes (Qte.) (1) ,7% Consumidores (Unid.) ,4% Linhas de Distribuição (Km) ,4% Linhas de Transmissão (Km) ,0% Subestações (Unid.) ,8% Volume de Energia 12 meses (GWh) ,5% Posição no Nordeste em Volume de Energia 3ª 3ª - Marketshare no Brasil - Nº de Clientes (2) 4,70% 4,72% -0,02 p.p Marketshare no Brasil - Volume de Energia (2) 2,39% 2,32% 0,07 p.p (1) O número de Habitantes do Ceará está estimado (2) O número de consumidores Brasil está estimado Estrutura de Controle e Organograma Societário Simplificado Sociedade anônima de capital aberto, a Companhia é controlada pela Enel Brasil, que detém, diretamente, 58,9% do capital total e 91,7% do capital votante da Coelce, e também é controlada direta e indiretamente, pela Enersis, que detém, diretamente, 15,2% do capital total e 6,2% do capital votante da Coelce. O restante das ações pertence a pessoas físicas, investidores institucionais nacionais e estrangeiros, fundos de pensão, clubes e fundos de investimentos, bem como outras pessoas jurídicas, sendo negociado na BM&FBovespa. ESTRUTURA DE CONTROLE (EM 31/03/2015 ) ON (1) % PNA PNB PN % TOTAL % Controla dore s ,9% ,5% ,1% Enel Brasil ,7% ,9% ,9% Enersis ,2% ,6% ,2% Não Controladores ,1% ,5% ,9% Eletrobras ,5% ,1% Fundos de Pensão ,9% ,9% ,7% Fundos e Clubes de Investimentos ,0% ,1% ,7% Pessoas Físicas ,1% ,1% ,9% Outros ,1% ,9% ,5% Tota is ,0% ,0% ,0% (1) As ações ordinárias possuem Tag Along de 80% 15,18% 60,62% Brasil 48,80% Enel Brasil I Legenda (Segmentos) I: Integrada D: Distribuição G: Geração T: Transmissão S: Serviços 58,87% 46,89% 99,61% 100% 100% 99,99% D D G G T S CDSA CGTF CIEN PÁGINA: 14 de 64

16 Comentário do Desempenho 3 DESEMPENHO OPERACIONAL * Mercado de Energia Crescimento de Mercado NÚMERO DE CONSUMIDORES (UNIDADES )* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Mercado Cativo ,1% ,8% Residencial - Convencional ,8% ,6% Residencial - Baixa Renda ,3% ,8% Industrial ,8% ,1% Comercial ,5% ,3% Rural ,7% ,3% Setor Público ,7% ,4% Clientes Livres ,4% 71 - Industrial ,6% 38 - Comercial ,1% 33 - Revenda Subtotal - Consumidores Efetivos ,1% ,8% Consumo Próprio ,7% 387 1,6% Consumidores Ativos sem Fornecimento ,2% ,4% Total - Número de Consumidores ,4% ,7% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; Número de Consumidores Efetivos (Unidades)* Evolução 1T14-1T15 Número de Consumidoers Efetivos (Unidades)* Posição Final em mar/ T T15 Resid. - Baixa Renda; 32% Industrial; n/r Comercial; 5% Rural; 15% Setor Público; 1% Resid. - Convencional; 47% Revenda; n/r Cl. Livres; n/r A Coelce encerrou o 1T15 com um incremento de 3,4% em relação ao número de consumidores registrado ao final do 1T14, refletindo o crescimento vegetativo do mercado seu cativo. O acréscimo observado entre os períodos analisados está concentrado na classe residencial convencional, com mais novos consumidores*, parcialmente compensado pela redução do número de consumidores baixa renda com menos consumidores (motivado pelo descadastramento de consumidores baixa renda que não atendem as novas normas para a manutenção desse subsídio). Nos últimos 12 meses, os investimentos para conexão de novos clientes à rede da Companhia totalizaram o montante de R$ 152 milhões*. Em termos de consumidores efetivos, a Companhia encerrou o 1T15 com um crescimento de 3,1% em relação ao 1T14. Venda de Energia na Área de Concessão VENDA E TRANSPORTE DE ENERGIA (GWH)* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Mercado Cativo ,5% ,1% Clientes Livres ,9% 309 1,6% Total - Venda e Transporte de Energia ,1% ,5% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; O volume total de venda e transporte de energia na área de concessão da Coelce no 1T15 apresentou um incremento de 2,1% (+59 GWh) em relação ao 1T14. Este crescimento é o efeito combinado de (i) uma evolução observada no mercado cativo da Companhia de 2,5% (+62 GWh), e (ii) um menor volume de energia transportada para os clientes livres no 1T15, que foi -0,9% inferior ao registrado no 1T14. Essa energia (transportada) gera uma receita para a Coelce através da TUSD Tarifa do Uso do Sistema de Distribuição. * * * Valores não auditados pelos auditores independentes PÁGINA: 15 de 64

17 Comentário do Desempenho Venda e Transporte de Energia (GWh)* Evolução 1T14-1T15 Evolução Anual do Consumo de Energia por Classe (GWh)* Evolução 1T14-1T (52) (3) T14 1T T14 Resid. Resid. Bx Conv. Renda Ind. Comerc. Rural Setor Púb. Livres 1T15 Venda e Transporte de Energia (GWh)* Volume Total no 1T15 Comercial; 19% Evolução do Volume de Energia - Comparativos (%)** Comparativo Brasil, Região Nordeste e Estado do Ceará Brasil Nordeste Ceará Industrial; 10% 2,5% 2,1% Resid. - Baixa Renda; 11% Rural; 12% 2,0% 1,5% 1,7% Setor Público; 12% 1,0% 0,5% 0,5% Resid. - Convencional; 25% Cl. Livres; 11% 0,0% 1T15 x 1T14 Mercado Cativo VENDA DE ENERGIA NO MERCADO CATIVO (GWH)* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Residencial - Convencional ,1% ,7% Residencial - Baixa Renda ,7% ,5% Industrial ,4% ,8% Comercial ,5% 558-5,0% Rural ,5% 372-7,8% Setor Público ,2% 364-7,4% Total - Venda de Energia no Mercado Cativo ,5% ,1% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; O mercado cativo da Companhia apresentou uma evolução de 2,5% no 1T15 quando comparado ao 1T14. Os principais fatores que ocasionaram essa evolução no consumo foram (i) o crescimento vegetativo (3,1%) do mercado cativo, compensado parcialmente, com a (ii) redução de 0,5% na venda de energia per capita no mercado cativo (conforme quadro abaixo). VENDA DE ENERGIA PER CAPITA NO MERCADO CATIVO (KWH/CONS.)* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Residencial - Convencional ,8% 465-2,6% Residencial - Baixa Renda ,0% 309 1,6% Industrial ,1% ,4% Comercial ,9% ,3% Rural ,8% ,5% Setor Público ,3% ,6% Total Venda per Capita no Mercado Cativo ,5% 800-4,9% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; A venda de energia per capita no mercado cativo no 1T15 apresentou uma redução de 0,5% em relação à observada no 1T14. As principais variações foram observadas nas seguintes classes: * (i) residencial convencional: apresentou uma retração na venda de energia per capita de 5,8%, principalmente pelo descadastramento dos consumidores baixa renda, os quais tinham uma padrão de consumo inferior aos consumidores residenciais convencionais que já se encontravam na base. (ii) comercial: a evolução observada se deve, principalmente, ao crescimento da demanda por maior para climatização de ambientes, tanto no pequeno comércio como nos segmentos de maior porte como os shoppings centers. * Valores não auditados pelos auditores independentes ** Fonte EPE: Valores de Brasil e Nordeste apurados até fev/15 PÁGINA: 16 de 64

18 Comentário do Desempenho Clientes Livres TRANSPORTE DE ENERGIA PARA OS CLIENTES LIVRES (GWH)* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Industrial ,7% 282 2,1% Comercial ,3% 27-3,7% Total - Transporte de Energia para os Clientes Livres* ,9% 309 1,6% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; O transporte de energia para os clientes livres na área de concessão da Companhia no 1T15 apresentou uma redução de 0,9% (-3 GWh) em relação ao 1T14, refletindo: (i) uma redução de 5,1% no transporte de energia per capita aos clientes livres os períodos comparados, conforme quadro abaixo, compensado, em parte, pelo (ii) crescimento de 4,4%* do número de clientes livres * no 1T15 (mais 3 novos clientes, sendo 2 industriais e 1 comercial*). TRANSPORTE DE ENERGIA PER CAPITA PARA OS CLIENTES LIVRES (KWH/CONS.)* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Industrial ,9% ,1% Comercial ,1% 818-3,7% Média - Transporte per capita p/ Clientes Livres* ,1% ,6% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; A redução no transporte de energia per capita aos clientes livres no 1T15 em relação ao 1T14 é atribuída, principalmente, a um padrão médio de consumo 55,7% inferior, dos novos clientes livres, em relação ao padrão de consumo dos clientes livres que já se encontravam no mercado livre da Companhia no 1T14, em conjunto, com a retração da atividade industrial entre os períodos comparados. Balanço Energético * BALANÇO DE ENERGIA* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Demanda máxima de energia (MW) ,4% ,9% Energia requerida (GWh) ,8% ,9% Energia distribuída (GWh) ,8% ,6% Residencial - Convencional ,8% ,8% Residencial - Baixa Renda ,6% ,4% Industrial ,4% ,8% Comercial ,3% 554-4,9% Rural ,0% 364-8,2% Setor Público ,9% 363-7,7% Clientes Livres ,9% 309 1,6% Revenda Consumo Próprio ,0% Perdas na Distribuição - Sistema Coelce (GWh) ,4% ,1% Perdas na Distribuição - Sistema Coelce (%) 11,82% 10,03% 1,79 p.p 13,92% -2,10 p.p (1) Variação entre 1T15 e 4T14; A energia total requerida pelo sistema da Coelce no 1T15 apresentou um percentual 3,8% superior ao registrado no 1T14, enquanto a energia efetivamente distribuída pelo sistema apresentou um incremento de 1,8%. A diferença entre o incremento apresentado pela energia total requerida e pela energia efetivamente distribuída é o reflexo do incremento (1,79 p.p) nas perdas de distribuição entre os trimestres comparados. Sazonalidade Energia Requerida pelo Sistema (GWh)* Dados de jan/14 a mar/ º TRI 2º TRI 3º TRI 4º TRI jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez * Valores não auditados pelos auditores independentes PÁGINA: 17 de 64

19 Comentário do Desempenho Compra de Energia COMPRA DE ENERGIA (GWH)* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Central Geradora Termelétrica Fortaleza - CGTF ,1% Centrais Elétricas - FURNAS ,6% ,2% Companhia Hidroelétrica do São Francisco - CHESF ,3% ,5% Companhia Energética de São Paulo - CESP ,9% 84-51,2% Petróleo Brasileiro S/A - Petrobrás ,6% ,3% Eletronorte ,3% ,9% COPEL ,0% 38-5,3% CEMIG ,1% 29 - Tractebel Energia S.A ,4% 68-17,6% Eletrobras Termonuclear S/A - Eletronuclear ,1% PROINFA ,7% 66-15,2% Outros ,7% ,2% Total - Compra de Energia s/ CCEE ,2% ,4% Liquidação na CCEE ,2% ,7% Total - Compra de Energia ,4% ,3% Energia Distribuída Wobben e Energyworls ,1% 18-44,4% Total - Compra de Energia c / Energia Distribuída ,4% ,5% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; Os contratos de compra de energia celebrados no Ambiente de Contratação Regulada - ACR, os contratos bilaterais, os contratos de energia distribuída e a liquidação das diferenças na CCEE apresentaram, no 1T15, um acréscimo de 4,4% em relação ao 1T14, ocasionado pela evolução do consumo no mercado cativo da Companhia. Inputs e Outputs do Sistema * INPUTS E OUTPUTS DO SISTEMA (GWH)* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Totais - Inputs ,4% ,3% Compra de Energia ,4% ,3% Contratos ,2% ,4% CGTF ,1% FURNAS ,6% ,2% CHESF ,3% ,5% CESP ,9% 84-51,2% Petrobrás ,6% ,3% Eletronorte ,3% ,9% COPEL ,0% 38-5,3% CEMIG ,1% 29 - Tractebel ,4% 68-17,6% Eletronuclear ,1% PROINFA ,7% 66-15,2% Outros ,7% ,2% Liquidação CCEE ,2% ,7% Totais - Outputs ,4% ,3% Perdas na Transmissão + Energia Não Faturada ,5% 39 25,6% Energia Distribuída - Mercado Cativo ,1% ,3% Residencial - Convencional ,8% ,8% Residencial - Baixa Renda ,6% ,4% Industrial ,4% ,8% Comercial ,3% 554-4,9% Rural ,0% 364-8,2% Setor Público ,9% 363-7,7% Consumo Próprio + Revenda ,0% Perdas na Distribuição - Sistema Coelce ,4% ,1% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; * Valores não auditados pelos auditores independentes PÁGINA: 18 de 64

20 Comentário do Desempenho Indicadores Operacionais INDICADORES OPERACIONAIS E DE PRODUTIVIDADE* 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) DEC 12 meses (horas) 11,03 9,65 14,3% 9,31 18,5% FEC 12 meses (vezes) 5,49 5,10 7,6% 4,66 17,8% Perdas de Energia 12 meses (%) 12,83% 12,43% 0,40 p.p 12,72% 0,11 p.p Índice de Arrecadação 12 meses (%) 97,63% 98,33% -0,70 p.p 98,22% -0,59 p.p Índice de Arrecadação 12 meses (%) - Vencido 98,58% 99,80% -1,22 p.p 98,39% 0,19 p.p MWh/Colaborador Próprio ,0% ,5% Consumidor/Colaboradores ,2% 571 2,6% PMSO (2)/Consumidor 36,45 31,03 17,5% 39,28-7,2% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; (2) PM SO: Pessoal, M aterial, Serviços e Outros Evolução do DEC (Horas) e FEC (Vezes) TAM* Dados de mar/13 a mar/15 DEC FEC Evolução das Perdas Totais (%) e Arrecadação (%) TAM* Dados de mar/13 a mar/15 Perdas Índice de Arrecadação 11,03 99,33% 98,58% 8,09 12,66% 4,71 5,49 12,83% mar/13 mai/13 jul/13 set/13 nov/13 jan/14 mar/14 mai/14 jul/14 set/14 nov/14 jan/15 mar/15 mar/13 jun/13 set/13 dez/13 mar/14 jun/14 set/14 dez/14 mar/15 TAM Valor acumulado nos últimos doze meses; DEC e FEC TAM são prévios Qualidade do Fornecimento Os indicadores DEC e FEC medem a qualidade do fornecimento de energia do sistema de distribuição da Coelce. Eles refletem: DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora): a duração média em que os consumidores da Companhia tiveram o seu fornecimento de energia interrompido. Medido em horas por período (no caso, horas nos últimos 12 meses). A Coelce encerrou o 1T15 com DEC de 11,03 horas*. FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora): a frequência média em que os consumidores da Companhia tiveram o seu fornecimento de energia interrompido. Medido em vezes por período (no caso, vezes nos últimos 12 meses). No 1T15, o FEC alcançou o patamar de 5,49 vezes*.. A Coelce investiu R$ 41 milhões* em qualidade do sistema nos últimos 12 meses. Disciplina de Mercado * As perdas de energia e o índice de arrecadação TAM Taxa Anual Móvel (medição acumulada em 12 meses) apresentaram incremento de 0,40 p.p. e redução 1,22 p.p., respectivamente, em relação ao registrado no 1T14. Nos últimos 12 meses, foram investidos R$ 31 milhões* no combate às perdas. A partir deste trimestre, a Companhia apresentará o seu índice de arrecadação considerando somente o faturamento vencido (e não o faturamento total), por entender que esta metodologia reflete com melhor eficácia a inadimplência do seu mercado consumidor. Produtividade Os indicadores MWh/Colaborador próprio e Consumidor/Colaborador refletem a produtividade da Companhia. A Coelce encerrou o 1T15 com o indicador de MWh/Colaborador próprio 6,6% inferior em relação ao 1T14. O índice Consumidor/Colaborador apresentou uma melhoria de 7,2% no 1T15 em relação ao 1T14. O indicador PMSO/Consumidor, que busca avaliar a eficiência de custos pela base comercial da Companhia, alcançou o valor de R$ 36,45/Consumidor no 1T15, superando os R$ 31,03/Consumidor verificados no mesmo período do ano anterior, mas inferior em 7,2% ao mesmo indicador apurado ao final de * Valores não auditados pelos auditores independentes PÁGINA: 19 de 64

21 Comentário do Desempenho Indicador de Produtividade - MWh/Colaborador Próprio* Evolução 1T14-1T15 Indicador de Produtividade - MWh/Consumidor* Evolução 1T14-1T T14 1T15-1T14 1T15 4 DESEMPENHO ECONÔMICO - FINANCEIRO Resultado * PRINCIPAIS CONTAS DE RESULTADO (R$ MIL) E MARGENS (%) 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Receita Operacional Bruta ,0% ,3% Deduções à Receita Operacional ( ) ( ) 56,6% ( ) 21,0% Receita Operacional Líquida ,2% ,7% Custos do Serviço e Despesas Operacionais ( ) ( ) 35,5% ( ) -2,7% EBITDA(2 )* >100,0% ,5% Margem EBITDA* 20,02% 10,63% 9,39 p.p 30,41% -10,39 p.p Margem EBITDA ex- Receita de Construção* 20,76% 11,30% 9,46 p.p 32,07% -11,31 p.p EBIT(3)* >100,0% ,7% Margem EBIT* 16,47% 5,58% 10,89 p.p 25,09% -8,62 p.p Resultado Financeiro (17.307) (5.479) >100,0% (75.081) -76,9% Imposto de Renda, Contribuição Social e Outros (29.339) <-100,0% (72.829) -59,7% Lucro Líquido >100,0% ,3% Margem Líquida 12,16% 9,16% 3,00 p.p 13,15% -0,99 p.p Margem Líquida ex- Receita de Construção 12,62% 9,74% 2,88 p.p 13,87% -1,25 p.p Lucro por Ação (R$/ação) 1,69 0,83 >100,0% 2,09-19,3% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; (2) EBITDA: Resultado do Serviço + Depreciações e Amortizações; (3) EBIT: Resultado do Serviço Overview * Principais Contas do Resultado (R$ Mil) Overview 1T % 76% 15% 12% 9% ( ) ( ) ( ) (38.331) (17.307) (29.339) Receita Bruta Deduções à Receita Receita Líquida Desp. Não Gerenciável Desp. Gerenciável EBITDA* Deprec. / Amort. EBIT* Res. Financ. Trib./Outros Lucro Líquido * Valores não auditados pelos auditores independentes PÁGINA: 20 de 64

22 Comentário do Desempenho Receita Operacional Bruta RECEITA OPERACIONAL BRUTA (R$ MIL) 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Fornecimento de Energia Elétrica ,1% ,4% Valores a receber da parcela A e outros itens financeiros ,3% Subsídio Baixa Renda ,7% ,6% Subvenção CDE - Desconto Tarifário ,7% ,2% Fornecimento de Energia Elétrica - Mercado Cativo ,6% ,2% Receita pela Disponibilidade da Rede Elétrica ,6% ,1% Receita Operacional IFRIC ,9% ,2% Outras Receitas ,9% ,6% Total - Receita Operacional Bruta ,0% ,3% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; A receita operacional bruta da Coelce apresentou um incremento de 54,0% no 1T15 em relação ao 1T14 (+R$ 502 milhões). Esse incremento é resultado dos seguintes principais efeitos: Incremento de 30,1% (R$ milhões versus R$ 772 milhões) na receita pelo fornecimento de energia elétrica (+R$ 233 milhões): Este incremento está associado aos seguintes fatores: (i) Aumento de 2,5% no volume de energia vendida para o mercado cativo da Companhia (2.527 GWh no 1T15 versus GWh no 1T14); (ii) Efeito do Reajuste Tarifário Anual de 2014, aplicado a partir de 22 de abril de 2014, que incrementou as tarifas da Coelce em 16,77% (em média); (iii) Entrada em vigor do Sistema de Bandeiras Tarifárias, que durante todo o 1T15 apresentou como resultado, a bandeira vermelha, devido ao custo marginal de operação (CMO) ter sido superior a R$ 388,48 MWh. O impacto médio das bandeiras tarifárias sobre as tarifas no 1T15 foi de aproximadamente 9,0%. (iv) Descadastramento de 12,2% (em média) dos consumidores Baixa Renda no 1T15, reflexo do não atendimento à certas exigências por parte destes consumidores e seu conseqüente desenquadramento (em termos contábeis, isso significa que houve uma reclassificação da rubrica Subsidio Baixa Renda para Fornecimento de Energia Elétrica). (v) Efeito do Revisão Tarifária Extraordinária de 2015, aplicado a partir de 01 de março de 2015, que incrementou as tarifas da Coelce em 10,3% em média. Incremento de R$ 250 milhões na rubrica de Valores a Receber da Parcela A e outros itens financeiros, como resultado da adoção do regime de competência na contabilização dos ativos e passivos regulatórios constituídos nos seus resultados e balanços societários (IFRS), após assinatura de termo aditivo ao contrato de concessão (processo nº / , publicado no Diário Oficial da União no dia 22 de dezembro de 2014). Excluindo-se o efeito da receita operacional - IFRIC 12, a receita operacional bruta da Companhia, no 1T15, alcançou o montante de R$ milhões, o que representa um incremento de 57,0% em relação ao mesmo período do ano anterior, cujo montante foi de R$ 888 milhões (+R$ 505 milhões). Deduções da Receita DEDUÇÕES DA RECEITA (R$ MIL) 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) ICMS ( ) ( ) 33,9% ( ) 5,4% COFINS (61.377) (22.735) >100,0% (34.492) 77,9% PIS (13.559) (4.936) >100,0% (7.488) 81,1% Total - Tributos ( ) ( ) 51,5% ( ) 16,4% Programa de Eficiência Energética e P&D (8.791) (7.129) 23,3% (7.546) 16,5% Encargo de Capacidade/Aquisição Emergencial/Outros (16.907) (2.293) >100,0% (2.979) >100,0% Total - Encargos Setoriais (25.698) (9.422) >100,0% (10.525) >100,0% Total - Deduções da Receita ( ) ( ) 56,6% ( ) 21,0% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; As deduções da receita apresentaram um incremento de 56,6% em relação ao mesmo trimestre do ano anterior (-R$ 127 milhões). Esse incremento é o efeito, principalmente, da seguinte variação: Incremento de 51,5% (-R$ 325 milhões versus -R$ 214 milhões) nos tributos (-R$ 111 milhões): Esta variação deve-se, principalmente, ao aumento da base de cálculo para estes tributos, em função do incremento observado na receita bruta da Companhia entre os períodos analisados; PIS/COFINS - Neste caso, além do incremento da Receita Bruta da Companhia, houve o reconhecimento no resultado societário (IFRS) dos valores a receber/a repassar referentes as diferenças de alíquotas de PIS/COFINS no 1T15. Anteriormente (1T14) estes valores não transitavam pelo resultado societário. Acréscimo de -R$ 17 milhões (-R$ 26 milhões versus -R$ 9 milhões) nos encargos setoriais: O incremento, se deve, basicamente, a elevação substancial da cota para a Conta de Desenvolvimento Energético CDE, o que motivou a necessidade de reconhecer a cobertura tarifária compatível com as cotas homologadas. PÁGINA: 21 de 64

23 Comentário do Desempenho Custos e Despesas Operacionais CUSTOS DO SERVIÇO E DESPESAS OPERACIONAIS (R$ MIL) 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Custos e despesas não gerenciáveis Energia Elétrica Comprada para Revenda ( ) ( ) 41,1% ( ) -0,8% Encargo do Uso da Rede Elétrica/Serviço do Sistema (45.275) (23.452) 93,1% <-100,0% Outros (1.154) -100,0% Total - Não gerenciáveis ( ) ( ) 43,7% ( ) 6,8% Custos e despesas gerenciáveis Pessoal (45.650) (34.847) 31,0% (45.083) 1,3% Material e Serviços de Terceiros (66.084) (58.838) 12,3% (78.173) -15,5% Depreciação e Amortização (38.331) (35.592) 7,7% (65.983) -41,9% Custo de Desativação de Bens (4.550) - - (11.837) -61,6% Prov. para Créditos de Liquidação Duvidosa (6.543) (1.866) >100,0% (215) >100,0% Provisões para Contingências (5.402) (3.913) 38,1% <-100,0% Despesa IFRIC- 12 (Custo de Construção) (38.888) (42.227) -7,9% (63.988) -39,2% Outras Despesas Operacionais (9.355) (10.117) -7,5% (21.044) -55,5% Total - Gerenciáveis ( ) ( ) 14,6% ( ) -24,1% Total - Custos do Serviço e Despesa Operacional ( ) ( ) 35,5% ( ) -2,7% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; Os custos e despesas operacionais no 1T15 apresentaram um incremento de 35,5% em relação ao 1T14 (-R$ 237 milhões). Este aumento é o efeito, principalmente, das seguintes variações: Incremento de 43,7% nos custos e despesas não gerenciáveis (-R$ 210 milhões), principalmente, por: Aumento de 41,1% na linha de energia elétrica comprada para revenda (-R$ 188 milhões): O aumento acima mencionado se deve aos seguintes fatores: (i) Incremento de 4,4% no volume de energia comprada (CCEARs e Bilaterais) entre o 1T15 e o 1T14; (ii) Reajustes de preço dos contratos de compra de energia vigentes, ocorridos entre os períodos (principalmente pelo índice de inflação IPCA, indicador que reajusta os CCEARs); (iii) Maior tarifa média (mix) de compra de energia, devido à entrada de novos contratos (especialmente de térmicas), que possuem uma tarifa mais elevada, já incluindo aqueles que oriundos do leilão A-0 de 2014, vigentes a partir de maio de 2014, leilão A-1 de 2014, vigentes a partir de janeiro de 2015, e leilão de ajuste, vigentes a partir de fevereiro de 2015; (iv) Aumento do custo variável pago às térmicas despachadas dentro da ordem de mérito pelo ONS, para garantir o nível mínimo dos reservatórios nacionais; (v) Contabilização/reconhecimento das medidas do Governo Federal de auxílio às distribuidoras de energia, mediante o Decretos 8.203/14 e 8.221/14. Estes acréscimos foram parcialmente compensados pela: (vi) Menor custo com compra de energia no mercado de curto prazo, tendo em vista a redução do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) entre os trimestres comparados, devido a redução do preço teto do PLD. Incremento de 93,1% na rubrica de encargo de uso da rede elétrica/serviço do sistema (-R$ 22 milhões): Este incremento se deve, principalmente, à modificações na metodologia de cálculo do custo com transporte de energia, conforme procedimento definido na Audiência Pública Nº 017/2014 e homologado pela Resolução Nº 1.758/14. Todos os incrementos oriundos desta mudança de metodologia serão repassados à tarifa na próxima revisão tarifária da Companhia. Além disso, em dezembro de 2014, houve a redução do preço teto do PLD, o que ocasionou uma maior quantidade de térmicas sendo despachadas fora da ordem de mérito, refletindo em uma maior incidência do ESS. Incremento de 14,6% nos custos e despesas gerenciáveis (-R$ 28 milhões), basicamente por: Incremento de 31,0% (-R$ 46 milhões versus -R$ 35 milhões) nas despesas com pessoal (-R$ 11 milhões): Essa variação se devem, principalmente, (i) a menor ativação de despesas com pessoal, tendo em vista menores investimentos no período e (ii) ao plano de demissão voluntária (PDV), levado em custo no 1T15. Incremento de -R$ 5 milhões na rubrica de provisão para créditos de liquidação duvidosa: Este incremento se deve, principalmente, ao aumento da inadimplência entre os trimestres comparadas em função dos seguintes efeitos: (i) aumento generalizado dastarifas de energia aos consumidores finais, devido ao reajuste tarifário que incrementou as tarifas dos consumidores em 16,77% em média, a partir de 22 de abril de 2014, em conjunto com a entrada do sistema de bandeiras tarifárias e da Revistão Tarifária Extraordinária (RTE) da Coelce, que incremento as tarifas em média em 10,3% a partir de 2 de março de 2015, em conjunto, com (ii) descadastramento de 12,2% (em média) dos consumidores Baixa Renda no 1T15, que fizeram com que esses consumidores perdessem o direito ao subsidio da tarifa social. Excluindo-se o efeito do custo operacional - IFRIC 12, os custos e despesas gerenciáveis da Companhia, no 1T15, alcançaram o montante de -R$ 176 milhões, o que representa uma incremento de 21,2% em relação ao mesmo período do ano anterior, cujo montante foi de -R$ 145 milhões (-R$ 31 milhões). PÁGINA: 22 de 64

24 Comentário do Desempenho EBITDA ** EBITDA (R$ Mil) e Margem EBITDA (%)* Evolução 1T14-1T15 EBIT (R$ Mil) e Margem EBIT (%)* Evolução 1T14-1T ,02% ,47% ,63% ,58% T14 1T15-1T14 1T15 Análise da Evolução do EBITDA (R$ Mil)* Evolução 1T14-1T ( ) ( ) (24.664) 1T14 Receita Bruta Deduções à Receita Desp. Não Gerenciável Desp. Gerenciável 1T15 Análise da Evolução do EBITDA (R$ Mil)* s/ variações de Receita e Custo de Construção Evolução 1T14-1T ( ) ( ) (28.003) T14 Receita Bruta Deduções à Receita Desp. Não Gerenciável Desp. Gerenciável 1T15 O EBITDA da Coelce, no 1T15, atingiu o montante de R$ 217 milhões*, o que representa um aumento de R$ 142 milhões em relação ao 1T14. A margem EBITDA da Companhia no 1T15 foi de 20,76%*, refletindo um acréscimo de 9,46 p.p. em relação ao 1T14. Segue abaixo a conciliação dos valores que os compõem os cálculos do EBITDA e do EBIT, constantes das demonstrações financeiras da companhia, de acordo com a instrução CVM nº 527, de 04 de outubro de 2012: CONCILIAÇÃO DO EBITDA E DO EBIT (R$ MIL) 1T15 1T14 Var. % 4T14 Var. % (1) Lucro Líquido do Período >100,0% ,3% (+) Tributo sobre o Lucro (30.690) <-100,0% ,7% (+) Resultado Financeiro >100,0% ,6% (=) EBIT >100,0% ,5% (+) Depreciações e Amortizações ,7% ,9% (=) EBITDA >100,0% ,4% (1) Variação entre 1T15 e 4T14; O EBITDA funciona como um indicador de desempenho econômico geral e revela-se uma ferramenta significativa para comparar, periodicamente, o desempenho operacional da companhia, assim como para embasar determinadas decisões de natureza administrativa. O EBITDA permite uma melhor compreensão não apenas sobre o desempenho econômico, mas também serve como uma proxi para aferir a capacidade de cumprir com as obrigações passivas e como referência para se obter recursos para as despesas de capital e para o capital de giro. * Valores não auditados pelos auditores independentes PÁGINA: 23 de 64